“十三五”光伏发电能否破局 就看这六点了

尽快明确光伏发电税收政策

2013年9月，财政部颁布《关于光伏发电增值税政策的通知》，明确对太阳能发电实行增值税50%即征即退的优惠政策，但对政策的实施规定了时间限制，为2013年10月1日至2015年12月31日。由于我国在2009年进行了增值税机制调整，从生产型增值税调整为消费型增值税，光伏发电项目存在6-8年增值税抵扣期，因此在2015年政策到期前，实际上几乎没有项目能从该政策受益。

而进入2016年后，陆续有光伏项目进入增值税缴纳期，需要尽快明确对光伏发电给予增值税优惠政策。与其他电源对比，国家对风电、生物质发电、小水电等均实施了增值税优惠政策，与光伏发电自身对比，增值税50%即征即退政策可以使同等情况下光伏发电电价需求降低0.03-0.05元/千瓦时，一定程度上降低度电补贴，缩小与常规电力成本之间的差距，提前实现光伏平价目标，同时缩小可再生能源电价补贴需求与可再生能源基金的资金规模之间的差距。

消纳问题需要政策切实落实

我国光伏发电政策的导向是共同推进集中光伏电站和分布式光伏系统，但目前西部和华北北部地区大型光伏电站在光伏发电装机总量中仍占据绝对份额。大型光伏发电集中建设以及地方政策实施等问题，使部分省区弃光限电比例迅速上升，2015年甘肃、新疆弃光限电比例分别为31%和26%，且由于2016年6月30日是光伏发电标杆电价调整的关口期，预期2016年上半年新增装机将大幅度增加(一季度新增装机即超过700万千瓦)，2016年上述省区的限电问题有可能更加严重，其他“三北”省区也可能出现一定程度的限电。限电的成因除了光伏行业自身的在太阳能资源丰富地区集中建设之外，更主要的原因是各类电源之间的在消纳上的竞争、新增电源发展空间、跨区输电通道上对光电等清洁能源电力的考虑严重不足等问题。

分布式光伏发展的突破点

当前制约我国分布式光伏规模化发展的主要原因，是各种不确定性风险的存在，导致难以形成完善的商业开发模式和投融资体系。

从电价补贴政策角度，目前国家统一的0.42元/千瓦时的度电补贴加上地方性的投资或度电补贴政策从经济性上的激励是足够的，但是，由于分布式光伏发电利益相关者关系复杂以及项目建设、运营、利益分享机制协调难度大等因素，难以消除投融资机构的顾虑。从商业模式上，目前国内分布式光伏发电项目的发展模式有三种，一是自有屋顶，自发自用，余电上网;二是合同能源管理，光伏项目开发企业在业主屋顶建设项目，向业主供电，也可以余电上网，协商利益分成关系;三是将电力全额出售给电网，重要的第三方转供电模式尚不具备政策和机制支撑。

在融资问题上，分布式光伏盈利预期不稳定导致商业贷款、投融资机构、政策性银行等积极性不高，此外还有一个重要原因则是风险共担机制的缺乏，目前尚未建立分布式光伏项目信息数据库，电站、开发企业、发电量等信息没有充分披露，对投资者而言，无法衡量项目质量好坏，没有成熟的资产评估体系，保险公司实质性介入不足，分布式光伏系统不能成为抵押品，缺乏证券化能力，导致行业严重缺乏资金投入。

需要将投融资机制和商业模式创新作为分布式光伏发电规模化发展的突破点。首先，落实电力体制改革意见，允许拥有分布式光伏的用户参与电力交易，支持分布式光伏向同一变电台区的符合政策和条件的电力用户直接售电，扩大自发自用、就地消纳比例。鼓励第三方投资的分布式光伏项目由电网公司向用户代收电费，降低合同能源管理风险。创新分布式光伏发电融资服务，建立具有借款资格和承贷能力的融资平台，推动分布式光伏资产证券化，探索项目售电收费权和项目资产为质押的贷款机制。实施绿色保险和信贷政策，鼓励保险和银行等金融机构积极参与分布式光伏融资。

投融资机制建立的基础之一是建立透明信用体系，需要尽快实现对光伏组件商情况、组件产品质量、开发商资质、项目发电量、地方政策变动等信息公开化、透明化，建立完善项目风险评估机制，为电站产权交易等新型分布式光伏项目融资机制的建立创造条件。